STUDY 5D: REPLICATION OF THE NULL “YOU” EFFECT AND THE POSITIVE “I” EFFECT WITHIN A SINGLE STUDY

Esta metodología toma los activos que se presentan en el inventario a remunerar, para ser valorado por medio de costos unitarios que representan su valor de reposición, independientemente del tiempo que lleven operando. Para su cálculo, el activo se valora al valor del mercado en el momento de referencia y por lo tanto, su antigüedad no tiene ninguna relevancia.

El VNR es una metodología de costo económico medio, que valora un conjunto de activos determinados, considerados como necesarios y suficientes para la prestación del servicio de energía eléctrica en condiciones de eficiencia (Alvarez & Prieto, 2005).

34

5. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Teniendo en cuenta que la metodología actual de remuneración de la transmisión de energía eléctrica en Colombia se regula a través del mecanismo de ingreso regulado máximo, en esta sección se describen las distintas metodologías usadas a nivel internacional en los mercados eléctricos que han sido bases fundamentales para comparar las ventajas y desventajas de acuerdo con las experiencias vividas a lo largo de la regulación, demarcado por las características geográficas de cada uno de los mercados investigados:

5.1. REINO UNIDO

Inglaterra es considerada como uno de los impulsores de la regulación por incentivos en el sector de la energía eléctrica, el cual empezó a aplicar conceptos como eficiencia y confiabilidad de las empresas en la prestación del servicio de energía eléctrica (RIIO-T1, 2010).

En Gran Bretaña el modelo regulatorio de remuneración se basa en las siguientes características:

 Retorno permitido: determinado con base en la remuneración del capital invertido y costos de administración, operación y mantenimiento.

 Financiamiento del plan de negocios: consiste en un análisis de rentabilidad sobre el capital regulatorio.

 Composición de ajustes automáticos de costos cuando los productos difieren de los definidos en la línea base.

35

La regulación aplicada a la trasmisión de energía eléctrica parte del concepto de considerar la actividad como un monopolio natural. El método de remuneración para la transmisión se hace mediante un ingreso regulado máximo para un periodo de ocho (8) años, siendo uno de los más extensos del mercado internacional. Una vez aprobado por parte del regulador el ingreso de cada empresa, éstas fijan su tarifa en un rango que no sobrepase este ingreso. Esta tarifa reconoce los AOM, amortización de activos, inversiones y rentabilidad de capital, permitiendo la sostenibilidad de las empresas a largo plazo.

En la remuneración de las inversiones, los transportadores de este mercado

reciben la remuneración a través de dos formas (OFGEM, 2015):

 La aplicación del costo de capital sobre la base regulatoria de activos (BRA).

 Cuota anual de depreciación regulatoria de activos dependiendo de su vida útil.

Según lo anterior, la base regulatoria de los activos es determinada a cada inicio del año tarifario, teniendo en cuenta factores como el stock de los activos a principios del año, las transferencias de los activos realizadas entre los agentes, los incrementos de los nuevos activos durante el último año y las depreciaciones generadas sobre los activos existentes, de acuerdo con su vida útil.

Para evaluar la vida útil de los activos de transmisión eléctrica en el mercado de Gran Bretaña, se consideraron los siguientes aspectos:

 Fomentar a las fuertes inversiones en energías renovables, con el objetivo de reducir los niveles de carbón producidos por las fuentes de energía que se usan actualmente.

36

 La necesidad de volver más eficiente el esquema de incentivos, permitiendo una depreciación adecuada de los activos, dependiendo de su vida útil promedio.

Para realizar una correcta depreciación sobre los activos existentes, el mercado de gran Bretaña realizó un estudio indicando que la vida útil técnica promedio de los activos se encuentra entre 56 y 60 años, con un nivel de antigüedad promedio de 33 años.

Según lo anterior, el regulador optó por una vida útil promedio de 45 años (OFGEM, 2015), con la finalidad que los transmisores aumenten sus inversiones en la instalación de energía renovables y, de esta manera, reducir los niveles de emisión de carbono. Este valor aplica para todos los activos reconocidos y para todas las empresas.

Finalmente, en la remuneración relacionada con los AOM, el regulador determina un porcentaje igual para todas las empresas en el primer periodo tarifario, las cuales irán variando anualmente dependiendo de la evolución de cada empresa, de acuerdo con la implementación de nuevas tecnologías y niveles de eficiencia alcanzados en cada periodo.

5.2. NORUEGA

Noruega es uno de los transportadores más grandes de energía en el mundo, las cuales representan un 47% de las exportaciones del PIB del país y un 30% de los ingresos del estado. Su generación proviene principalmente de recursos hidráulicos, complementados con producción térmica y fuentes renovables.

En un año hidrológicamente normal, hasta el 99% de la energía generada puede ser hidroeléctrica. La alta dependencia de la generación hidráulica provoca que las variaciones climáticas modifiquen los precios de la energía.

37

El gobierno posee más del 90% de las redes del sistema a través de la empresa Statnett SF, que opera gran parte del sistema de transmisión (TSO). Por otro lado, la mayor parte de las empresas distribuidoras son municipales (Consultores Mercados Energéticos, 2014).

Noruega participa en el mercado eléctrico mayorista integrado por Suecia, Dinamarca y Finlandia, denominado Nord Pool. Dicho mercado tiene la capacidad de realizar transacciones entre toda el área nórdica y con Holanda.

Las redes de transmisión de Noruega tanto como en todo el mercado de Nord Pool manejan niveles de tensión de 220kV, 300kV y 420kV, las cuales están representadas en un 90% por la compañía estatal Statnett SF y que, a su vez, es el operador del sistema de transmisión Noruego (Policy International Energy, 2011).

Al igual que en la mayoría de mercado, en las actividades de generación y comercialización, el Ministerio de Petróleo y Energía favorece la libre competencia y el libre acceso de participantes, a diferencia de lo que ocurre con la transmisión y distribución que son reguladas por ser actividades tratadas como monopolio natural.

En la actividad de transmisión se establecen esquemas de incentivos en donde los transportadores deben conectar constantemente nuevos consumidores y/o nuevas fuentes energéticas para alcanzar los niveles requeridos de atención al cliente. En este sentido, las empresas deben realizar inversiones suficientes que permitan cubrir las metas establecidas.

La metodología de remuneración del transporte es a través del ingreso máximo, las cuales son aprobadas anualmente a los reguladores de forma que dicho ingreso permita cubrir los costos de red, adicionando una utilidad razonable sobre el capital invertido, haciendo que la red permanezca en un constante desarrollo de manera eficiente.

38

De esta forma, el Ministerio de Petróleo y Energía fija la remuneración de cada empresa de red estableciendo un Revenue Cap anual, integrado en 40% por los costos reales de la empresa (cost base) y en 60% por los costos eficientes (cost norm) que resultan para esa empresa de un estudio de benchmarking; así, si la empresa es eficiente, recupera el 100% de los costos. Los costos incluidos tanto para el costo base como en el benchmarking son los costos de operación y mantenimiento, costos de capital, costos de energía no suministrada y costos de pérdidas y adicionalmente la remuneración de los activos son calculados de acuerdo con la depreciación y la base regulatoria de dos años atrás (Nordic Energy Regulators, 2012).

La remuneración de las inversiones se realiza mediante una tasa de retorno

sobre la base de activos regulatorios (BRA), la cual se usa, a su vez, para el cálculo de la depreciación anual de los activos, la cual se obtiene a partir de valores históricos de los activos ajustados conforme a la depreciación acumulada. El cálculo del BRA de los transportadores incluye activos como edificios, terrenos, medios de transporte, equipos informáticos y edificios que sean utilizados para la operación del sistema. Además no se incluyen activos que sean costeados a través de leasing.

La depreciación de los activos es lineal y el propio agente define la vida útil del activo de acuerdo con las condiciones climáticas y del área donde se encuentre operando los equipos y sus inversiones se reconocen a partir del año en que el activo entre en operación comercial.

La regulación económica establece que las empresas deben obtener un retorno sobre el capital razonable, para un desarrollo y gestión eficiente de la red. Está definido que todas las empresas deben ganar al menos un retorno de 2% promedio en los últimos cinco años. Si una empresa cae por debajo de ese retorno mínimo, se realiza una corrección del balance de déficit o exceso de ingresos para alcanzarlo (Mathieu & EY, 2013).

39

5.3. PJM

PJM (Pennsylvania, New Jersey y Maryland) es el mayor sistema eléctrico despachado centralizadamente en EE.UU., y es el tercero a nivel mundial después de Francia y Tokyo Electric. Al igual que en Colombia, las líneas de transmisión manejan niveles de tensión de 230kV y 500kV.

Los primeros 10 grandes actores del sistema de PJM son empresas verticalmente integradas de servicios públicos. Desde 1998, dicho mercado comienza a regirse a partir de las normas establecidas por la FERC (Federal Energy Regulatory Comission), y desde entonces el mercado comenzó a funcionar a través del operador independiente del sistema (Independent System Operator – ISO), cuya principal responsabilidad es administrar las tarifas de acceso abierto a las redes de transmisión y operar el mercado de energía.

A partir de 1998, PJM implementó los precios marginales locales (LMP). El sistema de precios LMP, calcula los precios de la energía en cada una de las subestaciones del sistema de transmisión (precios nodales). Este precio es igual al costo marginal de la energía en dicha subestación. El costo marginal incluye el costo marginal de generación, las pérdidas marginales y el efecto de las congestiones en el sistema.

La actividad de transmisión se remunera a través de los derechos de transporte (Fixed Transmisión Rights, FTRs), siendo un mecanismo financiero que consiste en contratos que conceden a su propietario los derechos de cobro (u obligaciones de pago) basados en la diferencia de precios LMP entre determinados nodos de la red de transporte.

Existe una subasta mensual en la que los FTRs pueden ser negociados, aunque también se pueden negociar mediante contratos bilaterales. PJM utiliza un modelo de programación lineal que evalúa las ofertas de compra y venta y determina el precio de los FTRs maximizando su valor sujeto a las restricciones impuestas por

40

la capacidad de las líneas. Cada día, los propietarios de FTRs reciben los ingresos derivados de las diferencias de precio LMP del mercado diario entre los nodos correspondientes.

5.4. CALIFORNIA

California es el estado con mayor población en Estados Unidos y con una de las demandas más grandes en todo el país. Adicionalmente, California es líder de generaciones renovables como la eólica, geotérmica, solar y con gas procedente de rellenos sanitarios municipales (California ISO, 2013).

En la transmisión de energía eléctrica, cada una de las empresas generadoras del fluido eléctrico, determinan el nivel de tensión al cual desean transportar la energía, entre los cuales se encuentran los niveles de tensión 60kV, 69kV y 200kV. Entre los principales entes transportadores se encuentran Sothtern California Edison Company (SCE), Pacific Gas and Electric Company (PG&E), Los Angeles Department of Water and Power (LADWP) y San Diego Gas & Electric (SDG&E).

El regulador en este Estado es la Federal Energy Regulacion Commission (FERC), la cual tiene jurisdicción sobre el mercado eléctrico mayorista y la transmisión interestatal de electricidad, gas natural y petróleo. También regula la confiabilidad del sistema de transmisión a través de la compañía North American Reliability Corporation (NERC), a quien la FERC supervisa.

La metodología de remuneración en este estado es el ingreso regulado. Estos ingresos autorizados se mantienen aún si las empresas gastan más o menos que el monto autorizado por la FERC. La fijación de la tarifa con ingresos prestablecidos provee incentivos para gastar menos de lo presupuestado. Igualmente, los beneficios de los transportadores se reducen si el gasto es mayor al autorizado a través de los ingresos o se aumentan si el gasto es menor.

41

Adicionalmente, para la asignación de costos cada transportador debe participar en un proceso de planificación que incluya un método que asigne costos para las nuevas instalaciones seleccionadas en el plan aprobado por la FERC, cumpliendo una serie de criterios para promover el incentivo

La remuneración en las inversiones los cuales se perciben a través de los

ingreso de transmisión asociados a un costo de capital están demarcados por el pago por depreciación y de un retorno sobre el capital invertido.

La FERC ha establecido reglas para reforzar la infraestructura de transmisión, promover la confiabilidad de la red y reducir los costos de la energía para los consumidores reduciendo la congestión en las redes de transmisión. Las reglas identifican incentivos específicos a ser autorizados por la FERC en base a un análisis caso a caso de propuestas de transmisión (Consultores Mercados Energéticos, 2014).

A través de la remuneración de la actividad de transmisión en California, la FERC busca obtener los siguientes incentivos para los transportadores:

 Reconocimiento de mayores tasas de remuneración del capital propio para nuevas inversiones de empresas que prestan el servicio público de transmisión.

 Recuperación total de las obras en curso

 Recuperación total de costos preoperacionales

 Recuperación total de los costos de instalaciones abandonadas.

 Depreciación acelerada

Según lo anterior, cada uno de los transportadores tiene la posibilidad de presentar ante la FERC un conjunto de incentivos necesarios para apoyar las nuevas inversiones, permitiendo de esta manera mejores formas de financiación para ejecutar los proyectos.

42

5.5. ESPAÑA

El sistema eléctrico español está dividido básicamente en tres mercados: el sistema Peninsular, Baleares y Canarias. Al igual que en el mercado de Gran Bretaña, el mercado español está incentivando fuertemente a las empresas para invertir en energías renovables como lo son la energía solar y la energía eólica. En relación a las redes de transmisión, Red Eléctrica es la única empresa transportadora, la cual es propietario de los activos de los mercados Peninsular, Baleares y Canarias, lo cual refuerza la teoría anteriormente analizada sobre el monopolio natural, en este caso con una sola empresa para abastecer el mercado.

Red Eléctrica como gestor del transporte, es responsable del desarrollo y ampliación de la red, de realizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entre sistemas exteriores y la península y de garantizar el acceso de terceros a la red de transporte en condiciones de igualdad. Sus niveles de tensión son de 220kV y 400kV (REE, 2012).

El método de regulación usado en el mercado eléctrico de España es a través del ingreso regulado máximo. Los activos que entraron en operación comercial antes de 1998, se remuneran considerando la actualización por inflación del IPC (índice de precios al consumidor) y un índice de eficiencia.

Los activos que entraron en operación comercial después de 1998 son remunerados de acuerdo con el costo acreditado reconocido en cada año evaluado, actualizado por el IPC menos un índice de eficiencia aplicado a dicho año.

En la remuneración de las inversiones son válidas para los activos que entraron en operación comercial a partir del 2008, los cuales se calculan teniendo en

43

cuenta la retribución por amortización del activo y la retribución financiera (CNE, 2012).

La retribución por amortización del activo objeto de la inversión se obtiene a partir del valor reconocido valorado a través de su vida útil, una tasa de actualización que se aplica anualmente y el número de años transcurridos a partir del inicio de operación comercial.

Finalmente, el reconocimiento de los gastos AOM son aprobados al transportador por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y son actualizados cada año a través de un índice establecido por la Comisión Nacional de Energía.

Cuando se finaliza la vida útil regulatoria de un activo y continua en operación, este se deja de remunerar a través de la retribución por amortización y la retribución financiera, y pasa a remunerarse a través de un costo de extensión de la vida útil, el cual corresponde al 50% del valor de la retribución por amortización más la retribución financiera, actualizando el valor a través de una tasa fija.

44